modernização da proteção de sistemas elétricos de potência
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MODERNIZAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SISTEMAS
ELÉTRICOS DE POTÊNCIA
Alan Ribeiro Gomes Goes
Rio de Janeiro
Abril de 2013
Projeto de Graduação apresentado ao curso de
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, da
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção de grau de
Engenheiro Eletricista.
Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oliveira,
D.Sc.
ii
MODERNIZAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SISTEMAS
ELÉTRICOS DE POTÊNCIA
Alan Ribeiro Gomes Goes
PROJETO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO, COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.
__________________________________________
Professor Sebastião Ércules Melo de Oliveira, D.Sc.
(Orientador).
__________________________________________
Professor Sergio Sami Hazan, Ph.D.
_______________________________________
Eng. Luiz Felipe de Oliveira Soares.
(Co-Orientador).
RIO DE JANEIRO, RJ, BRASIL
ABRIL DE 2013
iii
Goes, Alan Ribeiro Gomes
Modernização da Proteção de Sistemas Elétricos
de Potência / Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica/
Departamento de Engenharia Elétrica, 2013.
VIII, 65 p.: il. 29,7 cm.
Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oliveira,
D.Sc.
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola
Politécnica / Departamento de Engenharia Elétrica, 2013.
Referências Bibliográficas: p. 64-65
1. Sistemas Elétricos de Potência. 2. Relés de
Proteção. 3. Proteção Digital 4. IEDs.
I. Oliveira, Sebastião Ércules Melo. II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro. III. Escola Politécnica. IV.
Departamento de Engenharia Elétrica. V. Modernização da
Proteção de Sistemas Elétricos de Potência
iv
Agradecimentos
Agradeço a meus pais Fernando e Rose por sempre me apoiarem durante
minha vida e acreditarem na minha educação.
Agradeço a minha irmã Fernanda que sempre esteve a meu lado.
Agradeço a minha namorada Fernanda, que me incentivou durante toda a
faculdade.
Agradeço ao meu amigo e co-orientador Luiz Felipe por ter me ajudado durante
todo esse trabalho.
Agradeço aos Professores da UFRJ principalmente a Prof. Sebastião de
Oliveira pela orientação.
Agradeço a Telvent, e principalmente ao seu departamento de engenharia, que
sempre foram compreensivos durante minha formação acadêmica.
Agradeço aos meus amigos que me mostraram que a faculdade pode ser
divertida.
v
“Não existe um caminho para a felicidade. A felicidade é o caminho.”
Mahatma Gandhi
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ
como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro
Eletricista.
MODERNIZAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS DE
POTÊNCIA
Alan Ribeiro Gomes Goes
Abril / 2013
Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oliveira
Curso: Engenharia Elétrica
Esse trabalho objetiva apresentar os benefícios da modernização de um
sistema de proteção. Para isso, inicialmente é apresentado o funcionamento básico de
um sistema de proteção, suas características e é descrito o desenvolvimento histórico
do relé de proteção, desde os relés eletromecânicos até os modernos relés digitais.
Novas tecnologias e tendências em sistemas de proteção são apresentadas assim
como casos reais de projetos retrofit onde essas tecnologias foram aplicadas.
Palavras-chave: 1. Sistemas Elétricos de Potência. 2. Relés de Proteção.
3. Proteção Digital 4. IEDs.
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial
fulfillment of the requirements for the degree of Engineer.
MODERNIZATION OF ELECTRIC POWER SYSTEMS PROTECTION
Alan Ribeiro Gomes Goes
April / 2013
Advisor: Sebastião Ércules Melo de Oliveira
Course: Electrical Engineering
This work aims to present the benefits of the modernization of a protect system.
For this, initially it is shown the operation of a basic protect system, its features and is
described the historical development of the protection relay, since the
electromechanical units until the moderns digital relay. The new technologies and
trends in protection systems are presented as well as real cases of retrofit project
where these technologies were applied.
Keywords: 1. Electrical Power Systems. 2. Protection Relays. 3. Digital
Protection 4. IEDs.
viii
Sumário
1. Introdução .............................................................................................................. 1
1.1. Objetivo .......................................................................................................... 1
1.2. Estrutura do Trabalho ..................................................................................... 2
2. Proteção Digital de Sistemas Elétricos de Potência ............................................... 3
2.1. Introdução ...................................................................................................... 3
2.1.1. Disjuntor .................................................................................................. 4
2.1.2. Transformador de Corrente ..................................................................... 7
2.1.3. Transformador de Potencial ................................................................... 10
2.2. Filosofias de Proteção .................................................................................. 13
2.2.1. Proteção de Linhas de Transmissão ...................................................... 13
2.2.2. Proteção de Transformadores ............................................................... 14
2.2.3. Proteção de Geradores e Reatores ....................................................... 14
2.2.4. Proteção de Barramento ........................................................................ 14
2.3. Funções de um Sistema de Proteção ........................................................... 14
2.3.1. Características de um sistema de proteção ........................................... 15
2.3.2. Zonas de Proteção ................................................................................ 16
2.4. Controle e Supervisão .................................................................................. 17
3. Relés de proteção ................................................................................................ 20
3.1. Desenvolvimento Histórico ........................................................................... 20
3.1.1. Relé eletromecânico .............................................................................. 20
3.1.2. Relés Estáticos ...................................................................................... 21
3.1.3. Relés Digitais ......................................................................................... 22
3.2. A Classificação dos Relés ............................................................................ 25
3.2.1. Relés de sobrecorrente (50) .................................................................. 25
3.2.2. Relés Direcionais (67) ........................................................................... 27
3.2.3. Relés de Distância (21) ......................................................................... 27
3.2.4. Relés Diferenciais (87) .......................................................................... 31
3.2.5. Relés com mídia de comunicação ......................................................... 32
ix
4. Novas Tecnologias e Tendências ........................................................................ 33
4.1. Sistemas de comunicação em sistemas elétricos de potência ...................... 33
4.1.1. Comunicação entre subestações ........................................................... 33
4.1.2. Comunicação dentro da subestação ...................................................... 37
4.1.3. Comunicação entre a subestação e uma rede externa .......................... 39
4.1.4. Redes Intranet ....................................................................................... 39
4.1.5. Norma IEC61850 ................................................................................... 39
4.2. Medição sincronizada de fasores .................................................................. 40
4.3. IED`S (Intelligent Eletronic Devices) ............................................................. 42
4.4. Proteção adaptativa ...................................................................................... 44
5. Modernização da proteção .................................................................................. 46
5.1. Proteções eletromecânicas e microprocessadas. ......................................... 46
5.2. Comparando relés eletromecânicos e microprocessados. ............................ 52
5.3. Caso 1 Metrô Rio .......................................................................................... 53
5.4. Caso 2 COPEL ............................................................................................. 59
6. Conclusões e Trabalhos Futuros ......................................................................... 68
6.1. Conclusão .................................................................................................... 68
6.2. Trabalhos Futuros......................................................................................... 69
7. Referências Bibliográficas ................................................................................... 70
1
1. Introdução
A energia elétrica é importante para o desenvolvimento de qualquer país. Desta
forma seu consumo está relacionado ao crescimento econômico. O crescente
consumo de eletricidade é uma realidade que pode ser observada principalmente nos
países em desenvolvimento, como o Brasil.
Diante desse contexto, são necessários investimentos na infraestrutura do
sistema elétrico para sustentar o crescimento da atividade econômica. Assim, novas
usinas de geração de energia elétrica e linhas de transmissão são construídas, o que
demanda a implantação de sistemas de proteção eficientes para garantir a
continuidade e a qualidade do sistema elétrico e segurança dos equipamentos que o
compõe.
Diante da necessidade de sistemas de proteção mais eficientes para garantir a
continuidade do fornecimento de energia, o estudo dos relés de proteção, principal
componente desses sistemas, apresenta relévância de ordem prática. Dessa forma, a
análise dos equipamentos disponíveis atualmente, das suas principais características,
funções e aplicações, pode ser útil para profissionais e estudantes interessados no
assunto.
Com a evolução da tecnologia que se verificou nas últimas décadas, os
equipamentos de proteção se modernizaram, trazendo benefícios como a integração
de funções de proteção, controle e monitoração de subestações em dispositivos
inteligentes.
Diante desses benefícios da modernização, as empresas estão
crescentemente implantando projetos de retrofit com o objetivo de otimizar seus
sistemas se proteção, controle e supervisão. Por isso, a análise de casos reais em que
tais projetos se deram tem utilidade prática para estudantes e profissionais
interessados na modernização de tais sistemas.
1.1. Objetivo
Esse trabalho tem como principal objetivo monstrar os benefícios da
modernização de um sistema de proteção. Para atingir esse objetivo, serão
analisados: o desenvolvimento histórico do principal componente desse sistema de
proteção, o relé; as funções básicas da proteção, que são aplicadas de forma similar
tanto nos relés mais antigos, os eletromecânicos, como nos mais modernos, os
2
digitais; as novas tecnologias e tendências em sistemas de proteção e a aplicação de
tais tecnologias em casos reais de projetos retrofit.
1.2. Estrutura do Trabalho
O trabalho foi estruturado em 7 capítulos, sendo o primeiro referente a
introdução ao tema, apresentação dos objetivos e da estrutura do trabalho.
O capitulo 2 apresenta uma breve introdução sobre proteção digital de
sistemas elétricos de potência, explicando o funcionamento dos disjuntores e
transformadores de corrente e potencial. Esse capítulo mostra também as funções de
um sistema de proteção e suas principais filosofias.
O terceiro capítulo, a partir da descrição do histórico dos relés de proteção,
ilustra como esse equipamento evoluiu, mostrando desde os primeiros reléés
Eletromecanicos, passando pelos relés estáticos e descrevendo por último os atuais
reléés digitais. Também é apresentada nesse capitulo a classificação dos relés e suas
principais funções de proteção.
As novas tecnologias e tendências são apresentadas no capitulo 4, onde são
apresentados os modernos esquemas de redes de comunicação, a medição
sincronizada de fasores através de PMU (Phasor Measurement Units) e os novos
dispositivos inteligentes capazes de agrupar inúmeras funções.
No capitulo 5 são apresentados os benefícios esperados pela modernização de
uma subestação através de casos reais de retrofit nos quais são comparados os relés
eletromecânicos e microprocessados.
O último capítulo apresenta as conclusões sobre o trabalho e propostas de
trabalhos futuros.
3
2. Proteção Digital de Sistemas Elétricos de Potência
2.1. Introdução
A proteção de sistemas elétricos de potencia tem dois principais objetivos:
fornecer energia com o mínimo de interrupções e garantir segurança dos
equipamentos e instalações. Por isso, um sistema de proteção deve garantir o
processamento correto de um possível defeito ou falta (termo usado para designar um
afastamento acidental das condições normais de operação) bem como rapidez na
resposta, iniciando ações corretivas para retornar o mais rápido possível para uma
condição normal de operação.
Um defeito sempre modifica os valores de corrente e tensão. Portanto, as
grandezas vistas pelo sistema devem ser, obrigatoriamente, ligadas a alterações nas
correntes ou tensões, seja em módulo ou ângulo.
Um sistema básico consiste em um disjuntor, transformadores de corrente
(TC), transformadores de potencial (TP), relés auxiliares e o relés de proteção. Esses
equipamentos serão apresentados a seguir, exceto o relé de proteção que será
apresentado com maiores detalhes no capitulo 3. A Figura 1 mostra um sistema de
proteção simples.
4
-
Figura 1. Unifilar de um sistema de proteção simples.
2.1.1. Disjuntor
O disjuntor tem como principal função isolar o circuito sob falta, geralmente
interrompendo a corrente quando esta atinge um valor próximo de zero por ocasião do
processo de extinção. A atuação ocorre quando sua bobina é energizada por uma
5
fonte independente do sistema faltoso. Essa fonte é ligada através de contatos de
relés auxiliares que por sua vez são acionados pelo relé de proteção.
Um esquemático de um disjuntor de grande porte apresenta diversos
componentes e dispositivos, sendo inviável a apresentação de um esquema completo
neste trabalho. Sendo assim, na Figura 2 é apresentado o esquema do circuito de
abertura de um disjuntor, onde é possível observar o circuito de abertura pela
proteção, como descrito anteriormente e o circuito de abertura local (botoeira) e
remota (através do sistema de controle remoto da subesteção).
6
Figura 2. 13-Circuito de Abertura Disjuntor
7
2.1.2. Transformador de Corrente
Numa linha de transmissão, os valores de tensão e corrente são normalmente
elevados. Logo os equipamentos de proteção, controle e medição, necessitam do
auxilio de TC’s e TP’s para reduzir esses valores.
O TC é um transformador destinado a gerar em seu secundário, uma corrente
proporcional à do primário, com o mesmo angulo, porém com valores menores,
adequados aos equipamentos de proteção, controle e medição.
Segundo KINDERMANN [1], o transformador de corrente tem basicamente três
finalidades, que são:
isolar os instrumentos de medição, controle e relés do circuito de Alta Tensão;
fornecer no seu secundário uma corrente proporcional à do primário;
fornecer no secundário uma corrente de amplitude adequada para serusada
pelos medidores e pelos relés.
O TC fornece geralmente uma corrente nominal de 5A, como resultado da
padronização dos equipamentos de proteção, controle e medição. Um TC de múltiplos
enrolamentos possui varias relações de transformações, conforme pode ser visto no
quadro da Figura 3 que mostra, além desse quadro, uma ligação típica de um TC em
uma linha de transmissão.
8
Figura 3. Esquema de ligação do TC e sua placa de identificação
9
O diâmetro do cabo de uma linha de transmissão é elevada, devido às altas
correntes, impossibilitando a construção de espiras no lado primário do TC. Desta
forma, o primário é constituído apenas por uma barra que atravessa o núcleo do TC.
enrolamento secundário conta de muitas espiras, com o objetivo de definr a relação de
transformação desejada.
A corrente no secundário de um TC sempre irá apresentar um erro produzido
pela corrente de magnetização (Im) necessária para estabelecer o fluxo magnético no
núcleo. A corrente que é medida (Idisp), é igual à corrente transformada (I2) menos
a corrente de magnetização (Im). Durante curtos-circuitos, a corrente secundária dos
TC’s convencionais deve
apresentar erro inferior a 2,5% ou 10%.
Como pode ser visto na Figura 4, ter uma baixa impedância no enrolamento
secundário (Zs), assim como nos dispositivos (Zdisp) ligados ao TC, reduz os valores
de V2 e Im, o que consequentemente diminui as perdas intrínsecas.
Figura 4. Circuito Equivalente do TC
Além da corrente de magnetização, outro fator que pode prejudicar a operação
do TC é a saturação do núcleo. O que define esse limite é o Fator de Sobrecorrente
(F.S.), que é a relação entre o valor máximo da corrente de curto-circuito do primário e
seu valor nominal.
(
2.1)
10
O valor normal do fator de sobrecorrente é 20. Isto significa que uma corrente
de curto-circuito até 20 vezes maior que a nominal, manterá o erro transferido pelo TC
para o secundário menor que 2,5 ou 10%, dependendo da classe de exatidão.
2.1.3. Transformador de Potencial
O TP tem como objetivo transmitir uma tensão com as mesmas características
da tensão primária da rede de transmissão, porém com módulo reduzido, para os
equipamentos de proteção, controle e medição. Esses transformadores são muito
precisos e geralmente seus erros podem ser ignorados.
Para linhas de transmissão acima de 69kV, o TP utiliza um divisor de tensão
capacitivo. O divisor de tensão diminui o potencial da linha para 23kV, sendo este
valor novamente reduzido, através de um transformador de núcleo magnético, para a
tensão padrão dos equipamentos de proteção, controle e medição. Esses valores das
tensões secundárias são padronizados em 115V e 115/ V como pode ser visto no
quadro da Figura 5.
(
2.2)
11
Figura 5. Esquema de ligação do TP e sua placa de identificação
12
Para entender com funciona o acoplamento entre o TP e o divisor de tensão, é
necessário utilizar o circuito equivalente de Thévenin, em relação aos pontos A e B, do
circuito mostrado na Figura 6.
Figura 6. Circuito divisor de tensão capacitivo
Considerando-se todas as fontes de tensão nulas, ou seja, C1 e C2 em
paralelo, o circuito apresenta uma impedância de Thévenin capacitiva igual a:
ou seja, um capacitor com capacitância (C1+C2).
A tensão de Thévenin entre A e B quando o TP mais adiante opera a circuito
aberto é igual a:
Para reduzir os erros de amplitude e ângulo de fase, uma indutância fixa é
inserida em série com o enrolamento primário do TP. Fazendo 1/2πf(C1+C2)=2πf, o
avanço de fase em (C1+C2) é cancelado pelo atraso de fase em L para todas as
(
3)
(
4)
L
13
correntes de carga. Assim, a tensão no primário do TC estará em fase com a tensão
de Thévenin .
O circuito equivalente de Thévenin, com a indutância e o TP, é mostrado na
Figura 7.
Figura 7. Circuito Equivalente de Thévenin
2.2. Filosofias de Proteção
Existem diversas formas de proteção, algumas delas apresentadas
resumidamente a seguir:
Proteção de sobrecorrente: é uma proteção simples que analisa a magnitude
do sinal da corrente, cujo valor deve estar sempre abaixo de um ajuste, caso
contrário a proteção atua.
Proteção direcional: supervisiona a proteção de sobrecorrente em sistemas em
anel, direcionando a proteção e evitando atuaçãos indevida.
Proteção de distância: localiza o ponto da linha de transmissão onde ocorreu a
falta.
Essas formas de proteção são aplicadas de maneira distinta em diferentes
disposições de um sistema de elétrico de potência. A seguir será explicado
simplificadamente como isso acorre em linhas de transmissão, transformadores e
geradores.
2.2.1. Proteção de Linhas de Transmissão
Os principais defeitos em linhas de transmissão são curtos-circuitos entre fases
e entre fase e terra. Esses defeitos apresentam perigo para os equipamentos, uma vez
que a corrente de falta é muito maior que a corrente nominal.
14
Uma linha de transmissão típica pode apresentar centenas de quilômetros,
tornando complicada sua proteção. Além disso, interliga diversos equipamentos, o que
a torna fundamental para o sistema. Em função dessa dificuldade e da sua
importância, a linha de transmissão utiliza as três formas de proteção descritas,
sobrecorrente, direcional, distância.
2.2.2. Proteção de Transformadores
Transformadores de pequeno porte utilizam proteção de sobrecorrente, através
de fusíveis ou disjuntores.Já transformadores de grande porte, além da proteção de
sobrecorrente, empregam proteções diferenciais proporcionais. Nas proteções
diferenciais são empregados dois TC´s, um no primário e outro no secundário, a fim de
comparar as correntes de forma proporcional ao número de espiras, verificando-se
assim, defeitos internos ao transformador.
2.2.3. Proteção de Geradores e Reatores
Geradores utilizam proteções diferenciais porém, nesse caso, os TCs são
conectados no lado de alta e de neutro. Como as correntes são iguais, o relé de
proteção diferencial aplicado pode ser muito sensível.
A proteção de reatores é semelhante a dos geradores, podendo ainda ser
adicionado um relé de distância para detectar faltas “entre espiras” em seu
enrolamento.
2.2.4. Proteção de Barramento
A proteção de barramento utiliza proteção diferencial mas, nesse caso,
compara as correntes de vários circuitos ligados à barra. Quando não existe falta na
barra, o somatório de todas essas correntes deve ser zero, ou próximo disso.
2.3. Funções de um Sistema de Proteção
Uma das principais metas das concessionárias de energia é garantir
economicamente a continuidade do serviço, assegurando uma vida razoável para seus
equipamentos. No entanto, os mesmos estão sujeitos a anomalias e perturbações na
sua operação. Segundo VINICIUS [2], alguns desses possíveis defeitos são:
curtos-circuitos causados por animais ou árvores, assim como mudanças de
temperatura que alteram a rigidez dielétrica do ar;
problemas com isoladores curto-circuitados ou rachados;
15
umidade excessiva em isoladores de transformadores e geradores;
surtos de manobra;
descargas atmosféricas.
Esses possíveis defeitos causam efeitos indesejáveis nos sistemas elétricos de
potencia, dentre eles se destacam:
a redução da margem de estabilidade;
danos aos equipamentos próximos à falta;
explosões;
efeito cascata.
Para evitar esses efeitos indesejáveis, o sistema de proteção deve alertar
sobre um possível caso de perigo não imediato ou promover a abertura de disjuntores
de modo a isolar a falta, mantendo assim o restante do sistema em operação normal.
2.3.1. Características de um sistema de proteção
Para atuar de maneira rápida e precisa, o sistema de proteção deve atender as
seguintes características:
Sensibilidade: é a capacidade do sistema operar nas condições anormais com
a menor margem de tolerância, sem atuar em condições de carregamento
nominal ou sobrecargas de rotina.
Velocidade: é a rapidez em que o sistema de proteção atua após a falta. Essa
é uma das principais características do sistema, pois uma corrente de curto-
circuito circulando por um tempo longo pode prejudicar a integridade do
isolamento dos equipamentos.
Confiabilidade: é a probabilidade do sistema operar somente em condições
para o qual foi projetado, não atuando em outras circunstâncias.
Segurança: é a capacidade do sistema não operar para faltas que ocorrem fora
de sua zona de proteção.
Seletividade: é a capacidade do sistema isolar apenas os elementos que estão
em falta, garantindo que a menor parte possível do sistema será desligada.
16
2.3.2. Zonas de Proteção
Devido a grandiosidade e complexidade dos sistemas elétricos de potência, a
proteção é dividida em zonas de proteção. Geralmente os relés recebem sinais de
vários TCs, que definem estas zonas de proteção. Já os disjuntores são os
responsáveis em isolar o defeito, desconectando todos os equipamentos dentro de
determinada zona de proteção.
Devido a importância do sistema elétrico a ser protegido, geralmente as zonas
de proteção são sobrepostas para prevenir que algum elemento fique desprotegido.
Os principais elementos devem ser incluídos em pelo menos duas zonas de proteção.
A Figura 8 mostra um esquema típico de divisão de zonas.
Figura 8. Zonas de proteção
A sobreposição de zonas de proteção pode ser alcançada com a escolha
correta dos TCs. Uma sobreposição de zona seria alcançada, por exemplo, instalando-
se um TC em cada lado de um disjuntor, conforme mostra a parte (A) da Figura 9.
Entretanto, por motivos econômicos, na pratica geralmente é utilizado apenas um TC
com vários enrolamentos secundários, como mostrado na parte (B) da mesma figura.
17
Figura 9. Princípio de sobreposição de zonas
2.4. Controle e Supervisão
Um sistemas elétrico de potência necessita de um sistema de controle para
operar junto com o sistema de proteção. Um sistema de controle convencional
consiste em um grande número de subsistemas construídos a partir de dispositivos
eletromecânicos. Estes subsistemas desempenham funções como chaveamento,
intertravamento, alarme, registro de perturbação e medição, sendo todos conectados
através de fios. Esta arquitetura foi inicialmente concebida para o pessoal técnico
realizar a operação local na própria subestação.
A tecnologia tradicional para controle e supervisão de subestações apresenta
alguns pontos negativos como:
elevado número de componentes e fios é necessário para a realização de
funções simples;
Inviabilidade do uso de padrões uma vez que o projeto desses sistemas tem
que ser individuais;
baixo uso de redundâncias, fazendo com que a perda de um componente
comprometa todo o sistema.
18
Devido ao grande numero de componentes, a manutenção de qualquer parte
do sistema pode afetar outra parte do sistema.
A Figura 10 mostra um sistema tradicional de controle na qual podem ser
observadas as dificuldades mencionadas anteriormente.
Figura 10. Painel de controle convencional (imagem interna do painel da Eletrosul).
Modificações e expansões, como a adição de uma nova linha de transmissão
são difíceis, pois uma grande parte da lógica de controle da instalação deve ser
modificada, ocasionando grandes recabeamentos.
Os modernos sistemas de controle e supervisão de subestações utilizam um
sistema SCADA (Supervisory Control and Data Aquisition). Estes sistemas são
capazes de transferir grande quantidade de dados em tempo real, com “links” óticos a
altas taxas de transmissão e segurança. Sistemas de Controle Digital realizam,
localmente, desde funções clássicas de controle até sofisticadas funções automáticas
de tratamento de dados para a automação de tarefas que demandem a presença mais
constante de operadores nas subestações, e facilitam o controle local em emergência,
com aprimoramento e/ou simplificação de tarefas manuais ou automáticas dos Centros
de Operação.
19
A Figura 11 exemplifica a tela de interface do operador (SCADA) com a
arquitetura de uma Subestação, construída pelo Sistema Aberto de Gerenciamento de
Energia (SAGE).
Figura 11. Tela de configuração do SAGE da substação de Scharlau
20
3. Relés de proteção
Os relés de proteção são os principais componentes do sistema de proteção.
São responsáveis por receber as informações de TC`s e TP´s, e processá-las de
maneira correta, tomando as devidas providências, como abertura de um disjuntor ou
envio de um alarme para o operador.
3.1. Desenvolvimento Histórico
Nesse tópico será apresentado o desenvolvimento dos relés de proteção. O
princípio de funcionamento desses equipamentos evolui, porém a filosofia da proteção
permanece a mesma.
3.1.1. Relé eletromecânico
Os relés eletromecânicos foram os primeiros a serem utilizados em sistemas
de proteção. Seu princípio básico de funcionamento utiliza movimentos mecânicos,
provenientes da atração eletromagnética ou indução eletromagnética.
O relé de atração eletromagnética utiliza o mesmo princípio de um eletroímã.
Uma corrente elétrica passa em sua bobina produzindo um campo magnético que atrai
um êmbolo (relé de êmbolo) ou uma alavanca (relé de alavanca).
Tanto o relé de êmbolo como o de alavanca operam instantaneamente, isto é,
quando a corrente do TC atinge um valor maior que o ajuste do relé, o campo
magnético gerado vence a força da mola que mantém o êmbolo ou a alavanca em sua
posição inicial. Nesse momento, um contato NA ligado diretamente ao êmbolo ou a
alavanca ativa instantaneamente o circuito de disparo do disjuntor.
Considerando-se uma situação ideal, quando a corrente de operação é
levemente maior que a corrente de ajuste (limiar de operação) a alavanca deve se
mover fechando o contato NA. Contudo, isso não acontece na prática devido a alguns
fatores: atrito nos mancais dos eixos da alavanca ou no êmbolo, elasticidade não
perfeita da mola de retenção, efeito da temperatura que dilata as diversas peças do
relé, pressão atmosférica que muda a densidade do ar que envolve o relé, corrosão
nos elementos metálicos do relé, envelhecimento dos elementos. Esses fatores e seus
efeitos foram eliminados com o surgimento dos relés digitais, conforme será explicado
posteriormente.
O relé de indução eletromagnética funciona como um motor elétrico. Um de
seus componentes é um disco que, ao operar, gira como se fosse o rotor de um motor
21
elétrico, esse giro produzindo o fechamento de um contato que é capaz de ativar o
circuito de abertura do disjuntor. Existem vários tipos de relés de indução, porém todos
apresentam o mesmo princípio de funcionamento.
O funcionamento do relé de indução consiste basicamente em gerar uma
defasagem das componentes de fluxo magnético que atravessam o gap do relé e o
disco de indução. Estas variações de fluxo criam correntes induzidas no disco. A
interação entre essas correntes geradas e os fluxos existentes gera forças que fazem
o disco girar. A Figura 12 mostra o esboço de um relé direcional com bobina de
sombra.
Figura 12. Relé direcional com bobina de sombra [3]
3.1.2. Relés Estáticos
Os relés estáticos são construídos com dispositivos eletrônicos que
desempenham funções lógicas e de temporização especificas para proteção. Nesses
relés não existem partes móveis e todos os comandos são feitos eletronicamente, por
isso apresentando algumas vantagens sobre os relés eletromecânicos como alta
velocidade de operação, baixa carga para os transformadores de corrente, baixa
manutenção devido a ausência de partes móveis, etc.
Apesar de não apresentarem partes móveis, os relés estáticos geralmente
acionam relés auxiliares que ativam mecanicamente o circuito de abertura do disjuntor.
Os primeiros relés estáticos produziam muitas atuações indevidas pois, como
eram eletrônicos, ficaram com sensibilidade muito apurada, de forma que um pequeno
harmônico ou transitório, comuns na operação do sistema, eram suficientes para
provocar sua operação. Por isso, muitos relés estáticos foram substituídos pelos relés
eletromecânicos. Além disso, o avanço rápido da tecnologia digital possibilitou a
22
utilização de relés microprocessados, o que reduziu precocemente a era dos relés
estáticos.
Alguns exemplos de relés estáticos podem se vistos na Figura 13.
Figura 13. Relés Estáticos [4]
3.1.3. Relés Digitais
Com o desenvolvimento da tecnologia digital, que se deu principalmente a
partir da década de 70, e com o consequente avanço na área computacional, o
tamanho e consumo de energia dos computadores (e microprocessadores) diminuíram
enquanto a velocidade de processamento aumentou. Essa transformação foi decisiva
para implantação de relés digitais na proteção de sistemas de potência
Esse tipo de relé é gerenciado por um microprocessador e controlado por
software. Os princípios de funcionamento dos relés convencionais são uma referência
para seu desenvolvimento. A utilização de um processador para tarefas de proteção
possibilitou soluções para limitações encontradas nas tecnologias analógicas. Alguns
relés digitais podem ser vistos na Figura 14.
23
Figura 14. Relés Digitais [4]
Algumas vantagens de um relé de proteção digitais sobre os relés estáticos
apresentadas por RUSH[4], são: diversos grupos de ajustes, maior faixa de ajuste de
parâmetros, comunicação remota interna, diagnóstico interno de falha, medições de
grandezas elétricas, localizador de distância de falta, registrador de distúrbio, funções
de proteção auxiliares (continuidade da fiação, sequência negativa etc.),
monitoramento de disjuntor (estado, condição), lógica definida pelo usuário, funções
de proteção de retaguarda (Backup) embarcada, consistência dos tempos de
operação – margem de coordenação reduzida.
3.1.3.1. Arquitetura dos relés digitais
Os relés digitais consistem em sub-sistemas com funções distintas e bem
definidas. A Figura 15 mostra os principais subsistemas de um relé digital, sendo a
seguir descritos cada um desses sub-sistemas.
24
Figura 15. Arquitetura do Relé Digital
Transformadores de entrada (módulo de interface): atenuam as tensões de
entrada a níveis adequados aos micriprocessadores (±10V), além de permitir a
isolação galvânica entre os relés de proteção e os sinais dos TCs e TPs.
Filtros analógicos passivos passa baixa: são usados no módulo de interface
com o objetivo de filtrar ruídos no processamento digital dos sinais.
Dispositivos Sample and Hold: amostram e retêm os sinais das entradas
analógicas em um mesmo instante e disponibilizam os sinais ao multiplexador.
Uma mudança na entrada durante a conversão analógico digital (A/D) poderia
conduzir a erros.
O multiplexador: permite que seja usado apenas um conversor A/D, para varias
entradas analógicas.
O conversor A/D: converte os sinais analógicos em digitais em intervalos
definidos pela taxa de amostragem.
Módulo de entrada lógica (sinais de entrada): informa ao processador sobre o
estado atual do sistema, ou seja, posição de chaves, estados de disjuntores,
atuação de outras proteções, alarmes.
25
O processador: controla o funcionamento do relé, filtrando digitalmente os
sinais para extração da componente fundamental. Executa também toda lógica
e cálculos de proteção através de um software armazenado na memoria ROM.
As operações intermediárias do algoritmo do relé são armazenadas na
memoria RAM. Os ajustes dos parâmetros são armazenados no E2PROM
(memória de leitura programável apagável eletronicamente).
O módulo de saída lógica (sinais de saída): é responsável por atuações de
disjuntores e alarmes.
Display: mostra informações como alarmes ou saídas ativas.
3.2. A Classificação dos Relés
A maioria dos relés usados em sistemas elétricos de potência podem ser
classificados independente de serem microprocessados, estáticos ou eletromecânicos,
conforme será apresentado nesse tópico.
3.2.1. Relés de sobrecorrente (50)
O relé de sobrecorrente como o próprio nome define, atua para valores de
corrente maiores que um determinado ajuste. Ele pode proteger praticamente todos os
elementos de um sistema de proteção, como por exemplo, linhas de transmissão,
transformadores, geradores.
Existem relés de sobrecorrente instantâneos e temporizados. O primeiro tem o
tempo de atuação dependente apenas de seus mecanismos de operação.Já o
segundo tem atuação intencionalmente retardada, ou seja, não instantânea. O relé de
sobrecorrente de tempo inverso, por exemplo, é um relé temporizado projetado para
ter um tempo de operação inversamente proporcional a magnitude da corrente, em
que não se escolhe o tempo de atuação, mas sim a curva de atuação (curva de tempo
inverso), como pode ser visto na Figura 16.
26
Figura 16. Curva de tempo inverso relé de sobrecorrente temporizado. [5]
Além da curva de tempo inverso, outras curvas, muito inversa e extremamente
inversa, podem ser definidas como na Figura 17. A diferença entre essas curvas é o
tempo de atuação do relé como resposta à magnitude da corrente.
Figura 17. Diferentes curvas de tempo inverso relé de sobrecorrente
temporizado.[5]
Magnitude
Magnitude
27
3.2.2. Relés Direcionais (67)
Quando o sistema a ser protegido não é radial, ou seja, um sistema em anel, o
relé de sobrecorrente não é capaz de realizar sozinho a proteção adequada, sendo
utilizado um relé direcional em conjunto com o relé de sobrecorrente. A operação do
relé direcional é uma condição para operação do relé de sobrecorrente.
Os relés direcionais comparam uma grandeza de referência, geralmente a fase
de seu sinal de corrente referida à fase de seu sinal de tensão. Desta forma o relé é
projetado para operar para curto-circuitos em apenas um sentido.
Pode ser visto na Figura 18 que o relé de sobrecorrente instantâneo só deve
operar para faltas (F1) dentro da zona de proteção indicada. Uma falta em (F2) com
amplitude de corrente qualquer não deve prover a abertura instantânea do disjuntor 1
pois isso implicaria em perda de segurança do sistema, uma vez que a falta está fora
da zona de proteção. Para que isso não ocorra, utilizam-se relés direcionais em B e
em A que não permitam a operação da proteção de sobrecorrente quando a falta esta
fora da zona de proteção.
Figura 18. Diagrama do sistema
3.2.3. Relés de Distância (21)
Dentre os relés de distância, o tipo mais básico é o de impedância, que registra
a tensão e a corrente no terminal da linha quando ocorre um curto circuito, e
efetivamente divide V(tensão) por I(corrente) para obter a impedância entre o terminal
da linha e o ponto de falta. A impedância da linha é proporcional a distância, daí a
origem do nome do relé. Como não possui características direcionais em sua zona de
atuação, o relé de impedância necessita da supervisão de um relé direcional para
operação em conjunto.
Através da impedância vista do ponto de instalação da proteção, o relé de
distância pode distinguir diferentes localizações de falta. A impedancia referida pode
ser determinada pelo relé, para diferentes tipos de falta, como apresentado a seguir.
Faltas fase-terra
28
Sendo o curto na fase a, a impedância aparente pode ser definida da seguinte
forma:
Onde:
= fasor de tensão na fase
= fasor de corrente na fase
= impedância de sequência positiva por unidade de comprimento da linha
= impedância de sequência zero por unidade de comprimento da linha
= Fasor de corrente de sequência zero
Faltas fase-fase e fase-fase-terra
De forma similar, a impedância aparente para faltas entre a fase e pode ser
calculada como:
Faltas trifásicas
No caso de faltas trifásica, o cálculo da impedância aparente pode ser feito
através de qualquer uma das equações vistas anteriormente.
As impedâncias definidas pelas expressões (3.1) e (3.2) pode ser comparada
com a impedância de sequência positiva da zona a ser protegida e, se esse valor for
menor, um sinal de abertura de disjuntor deve ser produzido pelo relé. Como o
numerador e o denominador são números complexos, a razão entre eles também será
um numero complexo. A impedância aparente de uma falta ocorrida ao longo da linha
de transmissão deveria estar contida na zona dentro da representação fasorial da
própria linha. Porém, para incorporar o efeito de imprecisões do TPs, do TCs e do
próprio relé e da resistência do arco da falta, geralmente é necessário definir uma
região mais extensa de falta no plano complexo. Tradicionalmente, a mesma forma
circular dos relés eletromecânicos tem sido usada. Porém, formas mais complexas,
como as quadrilaterais, podem ser selecionadas com os atuais relés digitais. A Figura
19 mostra as zonas de proteção tradicional e as quadrilateral.
(
3.2)
(
3.1) (3.1)
(3.2)
29
Figura 19. Zonas de atuação circular(a) e quadrilateral(b) do relé.
Além do relé de impedância, pode-se utilizar o relé de admitância ou mho, que
possui característica inerentemente direcional, eliminando a necessidade da instalação
de um relé direcional adicional. Sua zona de operação pode ser vista Figura 20.
Figura 20. Zona de operação do relé de admitância
Há também o relé de reatância, que tem sua zona definida por uma reta
paralela ao eixo das resistências, ou seja, é sensível apenas a reatância, com atuação
independente da resistência do arco. Devido a sua curva aberta, geralmente é
utilizado em conjunto com um relé de admitância. A Figura 21 mostra a zona de
operação do relé de reatância.
30
Figura 21. Zona de operação do reles de reatância
O desempenho de um relé de distância próximo às suas zonas limites não é
muito previsível devido às imprecisões mencionadas anteriormente. Por isso, o relé de
distância tem mais zonas de proteção para garantir a segurança da totalidade da linha.
Um esquema com 3 zonas, referente ao disjuntor 1, é mostrado na Figura 22,
sendo uma falta na:
zona 1. Neste caso o acionamento do disjuntor é instantâneo, cobrindo 80% da
linha AB.
na zona 2. Neste caso o acionamento demora um tempo T2=Δt, cobrindo 100%
da linha AB + 50% da linha BC
na zona 3. Neste caso o acionamento demora um tempoT3=T2+ Δt, cobrindo
100% da linha AB + 100% da linha BC
31
Figura 22. Característica quadrilateral de três zonas de atuação
3.2.4. Relés Diferenciais (87)
O relé diferencial, tem sua corrente de operação definida pela diferença entre
as correntes de saída de seus TCs. Esse tipo de proteção é utilizado em diversos
equipamentos, como por exemplo:
Transformadores de potência;
Reatores;
Geradores;
Grandes Motores;
Proteção de barras;
Cabos subterrâneos.
A Figura 23 a mostra o esquema de proteção diferencial. Se a corrente de
saída do TC da esquerda for diferente da corrente de saída do TC da direita, o relé
entende que existe um curto no elemento protegido e a proteção atua.
32
Figura 23. Esquema de Proteção Diferencial
3.2.5. Relés com mídia de comunicação
Esse tipo de proteção realiza a comunicação entre os relés nos dois extremos
da linha de transmissão. O trecho a ser protegido é compreendido entre dois relés e
utiliza o principio da proteção diferencial a distância. Este tipo de proteção é
denominado teleproteção. É fundamental que as vias de comunicação desse tipo de
proteção tenham como características alta confiabilidade e velocidade. Alguns
exemplos dessas vias de comunicação são: fio piloto, onda portadora (Carrier), micro-
ondas e fibra óticas.
33
4. Novas Tecnologias e Tendências
4.1. Sistemas de comunicação em sistemas elétricos de
potência
Durante as ultimas décadas, ocorreu um grande avanço dentro da área de
sistemas de comunicação. A telefonia móvel, a comunicação via satélite e a Internet
são apenas alguns exemplos dessa evolução. Devido ao rápido aprimoramento, essas
tecnologias sofreram um grande barateamento em seu hardware e software, o que as
tornou acessíveis às mais diversas áreas, inclusive na proteção e controle de sistemas
de potência.
A comunicação em sistemas de potência se divide basicamente em três
principais áreas: comunicação entre subestações, comunicação dentro da subestação
e comunicação entre a subestação e uma rede externa.
4.1.1. Comunicação entre subestações
A comunicação entre subestações geralmente é constituída por sinais de
proteção. A distância entre subestações pode variar de alguns quilômetros a centenas
de quilômetros.
Em geral, o meio físico é uma parte fundamental de um sistema de
comunicação. As exigências para comunicação entre relés em proteção de linhas de
transmissão, são bem mais severas que para a transmissão de dados e voz por
exemplo. Na transmissão de dados ou voz, a perda do canal de comunicação por
alguns instantes pode ser compensada pela retransmissão dos dados perdidos.
Porém, isto é inaceitável para a comunicação entre relés. Durante a falta deve-se
garantir o correto envio do sinal, pois interpretações incorretas podem causar
aberturas indesejadas ou a não abertura do disjuntor. Os principais meios de
comunicação entre subestações são:
4.1.1.1. Fio piloto
Os fios piloto são condutores metálicos utilizados pelos relés diferencias de
corrente. Apesar de ser aplicável em linhas curtas, o custo cresce linearmente com a
distância, tornando-o inviável para grandes distancias. Por esse motivo, é comumente
empregado na distribuição.
34
4.1.1.2. Ondas portadoras
Utiliza a própria linha de transmissão como meio de comunicação, sendo a
maneira mais comum para linhas médias e longas distâncias (80 a 500 Km). Os
sistemas OPLAT (Ondas Portadoras em Linhas de Alta Tensão) são largamente
utilizados para transmissão de voz, dados e sinais de proteção.
Os sistemas OPLAT são constituídos pela linha de transmissão, bobinas de
bloqueio, caixas de sintonia e capacitores de acoplamento. As bobinas de bloqueio
devem ser capazes de conduzir a corrente máxima da linha de transmissão, além de
suportar a corrente máxima de curto circuito. O capacitor de acoplamento deve
apresentar uma capacitância apropriada para o acoplamento do sinal da portadora ao
circuito de alta tensão e deve ser totalmente isolado para suportar tensões de regime
transitório. Em relação à adição de novos canais, é necessária somente a troca de
caixas de sintonias mantendo os capacitores de acoplamento e bobinas de bloqueio.
Como principais vantagens desse sistema podemos citar:
alta rigidez mecânica das linhas de transmissão;
as linhas de transmissão e os equipamentos são exclusivos das
concessionarias de transmissão;
a manutenção é feita exclusivamente dentro das subestações, evitando custos
adicionais de deslocamento.
Como algumas desvantagens, podemos citar:
ruídos de alta intensidade durante a operação de chaves e disjuntores;
possuem um custo elevado em seus terminais que, apesar de não ser
proporcional a distância, se torna inviável financeiramente para distâncias
curtas.
4.1.1.3. Micro-ondas
A transmissão de micro-ondas é feita com o uso de antenas parabólicas e
receptores para transmissão e recepção do sinal. Quando a distância excede certo
valor permitido, torna-se necessário o uso de repetidores. Esse meio possui uma
limitação e alcance de apenas 30-80km, o que impossibilita seu uso para grandes
distâncias.
35
4.1.1.4. Fibras óticas
A Fibra ótica é um meio de comunicação que utiliza a luz (LED ou lasers), para
transmitir informações. Algumas características das fibras óticas merecem destaque:
são pequenas e leves;
possuem alta largura de banda de passagem, o que permite alta qualidade na
transmissão de informação;
são 100% dielétricas, não sendo afetadas por descargas atmosféricos ou
surtos indutivos;
apresentam perdas pequenas e pequeno gasto com manutenção.
Um exemplo comumente encontrado atualmente é o OPGW (optical ground
Wire), que são cabos para-raios, que possuem fibras óticas em seu interior. A Figura
24 ilustra esse tipo de equipamento.
Figura 24. Exemplo de um cabo OPGW (optical ground Wire)
A Figura 25 mostra uma arquitetura real de comunicação entre subestações.
Nela é possível observar detalhes da comunicação entre equipamentos de
telecomunicações utilizando o OPGW, assim como comunicação direta entre relés de
proteção.
36
Figura 25. Arquitetura de comunicação entre subestações
37
4.1.2. Comunicação dentro da subestação
A comunicação dentro da subestação é geralmente feita através de redes
locais. Essa rede utiliza switchs para interligar dispositivos de proteção, medição e
controle. A utilização de uma rede local permite a substituição da fiação convencional
de cobre por meios mais baratos e muitas vezes mais rápidos. Alguns exemplos dos
meios de comunicação atuais são:
Cabo par-trançado: é o meio mais antigo e ainda o mais utilizado na
transmissão de dados. São constituídos de dois fios de cobre trançados entre
si. A aplicação mais comum desse meio é a telefonia e redes de computadores.
Fibra ótica: como descrito anteriormente, é um excelente meio de transmissão
de dados, principalmente dentro do ambiente da subestação, onde existe uma
alta quantidade de ruído eletromagnético.
Comunicação sem fio (wireless): As ondas eletromagnética são uma outra
maneira de transmissão de dados. Este tipo de transmissão é uma solução
para lugares onde existe dificuldade de instalação de cabos ou fibras ou onde
se deseja utilizar a comunicação móvel.
A Figura 26 apresenta a configuração de rede dentro de uma subestação real
localizada em Curitiba. Essa configuração é eletro/ótica e utiliza tanto par trançado
quanto fibra ótica em uma mesma rede de comunicação.
38
Figura 26. Arquitetura de Comunicação dentro da Subestação
39
4.1.3. Comunicação entre a subestação e uma rede externa
Este tipo de comunicação pode ser visto como pequenos links de comunicação
entre uma sala em uma subestação (rede local) e uma rede de comunicação externa,
privada ou publica. Esses links possuem normalmente de 1 a 5 km de distância e as
fibras óticas são utilizadas principalmente devido a sua isolação contra altas tensões e
picos de corrente, além de eliminarem o problema de diferença de potencial entre a
subestação e a rede externa.
4.1.4. Redes Intranet
Como visto nos itens anteriores, a comunicação entre a subestação e uma rede
externa e dentro da própria subestação é feita através de redes locais. Estas redes
geralmente são redes Intranet, ou seja, redes privadas que utilizam os padrões da
Internet.
A utilização de redes Intranet proporciona maior integração entre as diversas
instalações dentro da subestação. Esses sistemas possuem maior facilidade de
acesso a dados em tempo real ou históricos, que podem ser acessados por qualquer
componente conectado à rede. Outra vantagem é a possibilidade de controle e teste
remoto dos dispositivos conectados. Além disso, o processo de compra e venda de
energia também é facilitado, uma vez que estão disponíveis on-line dados do sistema
como históricos de produção, transações, preços, etc.
Apesar de apresentar muitas vantagens, redes baseadas na internet ainda
possuem problemas como segurança e confiabilidade, além de problemas de trafego
de dados e roteamento.
4.1.5. Norma IEC61850
Um problema encontrado na utilização de redes Intranet estava relacionado ao
fato de cada protocolo de comunicação ser individualizado e proprietário, o que
tornava impossível a utilização direta entre dispositivos de diferentes fabricantes em
uma única rede. A necessidade de tradução de diferentes protocolos ocasionava
também gastos desnecessários e atraso na comunicação. Os relés digitais mais
antigos de uma subestação, por exemplo, necessitam de módulos de interface de rede
para comunicação entre o protocolo e a interface física, caso contrário não haverá
conexão com a rede local.
A norma IEC 61850 propõe a unificação dos protocolos de comunicação entre
os dispositivos ligados a rede, possibilitando interoperabilidade e intercambialidade
40
entre eles. Essa norma tem sua plataforma baseada em protocolos abertos,
garantindo que os investimentos não sejam em vão e acompanhem o avanço da
tecnologia.
A Norma IEC 61850 utiliza para comunicação entre equipamentos mensagens
denominadas GOOSE (generic object oriented substation event) ou Objeto Genérico
Orientado pelo Evento de Subestação. Tais mensagens são baseadas no envio
assíncrono de variáveis binárias, orientada a eventos e direcionada à aplicações de
proteção em subestações. Os sinais trafegam ponto-a-ponto em alta velocidade. Este
serviço usa um esquema de retransmissão especial para alcançar um alto nível de
confiabilidade que consiste em repetir a mensagem diversas vezes até que seja
recebida uma confirmação de confirmação.
4.2. Medição sincronizada de fasores
Fasores são ferramentas básicas usadas para analise de circuitos em corrente
alternada (CA), Um fasor é um número complexo associado a uma onda senoidal em
regime permanente. Porém, mesmo em situações onde as formas de onda da senóide
mudam rapidamente, como por exemplo, em situações de faltas, os fasores podem ser
utilizados para o estudo do sistema. Nestas situações, os relés calculam os fasores
baseados em janelas de meio ciclo ou um ciclo e os valores encontrados geralmente
são compatíveis com o significado original de um fasor em regime permanente.
A medição sincronizada de fasores é feita através de unidades de medição
fasorial ou Phasor Measurement Units (PMU) que são dispositivos capazes de medir
os fasores e as diferenças angulares das tensões e correntes em tempo real. Estas
medições só se tornaram possível a partir do uso do GPS (Global Positioning System).
O GPS é um sistema de posicionamento, navegação e coordenação de tempo
baseado em satélites que foi desenvolvido pelo departamento de defesa dos Estados
Unidos da América. Os sinais de tempo precisos são tão importantes quanto os sinais
de posicionamento. Estes sinais de tempo são utilizados como fonte de sincronismo
para comunicações globais, redes de distribuição e transmissão e inúmeras outras
aplicações. No caso dos PMUs, o GPS emite um pulso de tempo preciso que é usado
para amostrar os sinais de corrente e tensão. A Figura 27 mostra um equipamento
GPS utilizado em uma subestação elétrica.
41
Figura 27. GPS usado em SEs e sua vista traseira [6].
Atualmente, os relés digitais incluem os recursos de medição fasorial
sincronizada. Dessa forma, não é mais necessário dispensar o recurso de medição
fasorial uma vez que ele está incluído no sistema de proteção de linhas sem custo
adicional. Algumas aplicações dos PMU serão apresentadas a seguir.
Estimador de estados: é um procedimento de cálculos usado para estimar o
estado da rede que utiliza variáveis como injeções de fluxos de potência,
injeções de corrente nos ramos e módulos de tensão nos barramentos. Devido
ao tempo de aquisição de dados e de processamento, a resposta do estimador
de estado é considerada (considerada praticamente o que ???) praticamente
em regime permanente. Essa aplicação é utilizada nos centros de controle das
companhias de energia para monitorar o estado do sistema.
Considerando a utilização dos PMUs, é possível a medição do módulo e
ângulo das teansões nos barramentos sem a necessidade de cálculos, além da
sincronização dessas grandezas. Com poucas barras monitoradas por
medições fasoriais é possível reduzir o tempo de cálculo e aumentar sua
precisão.
Análise da instabilidade: o método tradicional de análise de estabilidade é
baseado na integração do sistema de equações dinâmicas do sistema. Mesmo
com a utilização de várias simplificações, o processamento é tão extensivo que
ficou restrito a estudos off-line. Com a ajuda dos PMU, é possível monitorar a
progressão de um transitório em tempo real. Baseado na leitura desses
medidores, o sistema de potência fornece a trajetória do sistema até o tempo
presente. Assim, através dos registros das oscilaçôes de potência será
possível tomar decisões de proteção e controle.
42
Melhoramento no controle de sistemas elétricos de potência: com a utilização
de PMUs, de forma que os controles tradicionais poderão ser realizados com
mais precisão. Os dados dos PMUs permitem a detecção antecipada de
situações de risco para o sistema, melhorando a determinação das ações de
controle preventivo, aumentando a margem de segurança do sistema, evitando
grandes perdas de carga ou grandes contingências, como faltas de longos
períodos ou blecautes.
4.3. IEDS (Intelligent Electronic Devices)
Os relés digitais e unidades de controle modernos são conhecidos como
Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IEDs – Intelligent Eletronic Devices). Essas
unidades apresentam funções para proteção, controle, automação, medição e
monitoramento dos sistemas elétricos, e permitem a criação de lógicas de
intertravamento, chaveamento, aberturas e bloqueio, ou seja, múltiplas
funcionalidades em um único dispositivo.
Os IEDs têm sido cada vez mais utilizados nas subestações elétricas à medida
que agregam mais recursos. Seu uso permite uma redução no custo de implantação e
manutenção, pois necessita de um número menor de cabos e equipamentos. Estas
unidades possibilitam troca de informações mais rápidas através de redes Intranet,
simplificam o projeto, permitem sincronização temporal dos dispositivos e expansão do
sistema, além de fornecer maior confiabilidade ao sistema.
Outra grande vantagem de IEDS são as lógicas programáveis utilizadas, por
exemplo, para funções como os intertravamentos e religamento automático. Elas
necessitam de certo número de entradas e saídas digitais. Essas lógicas podem ser
programadas por meio de softwares criados em um computador convencional. Além
disso, as funcionalidades de certo projeto podem ser reaproveitadas para outros e
novas características podem ser adicionadas. Uma tendência moderna é a utilização
de funções de proteção e controle em um mesmo dispositivo através das lógicas
programáveis. A Figura 28 mostra uma lógica programável de intertravamento de
seccionadora.
43
Figura 28. Lógica programável de intertravamento de seccionadora
44
A Figura 29 apresenta um IED que incorpora diversas funções de proteção em
um único dispositivo.
Figura 29. Relé SEL 311 C exemplo de IED de proteção e controle [7]
4.4. Proteção adaptativa
Proteção adaptativa é uma filosofia que permite fazer ajustes no sistema de
proteção para torná-lo adequado às variações do estado a rede. O conceito principal é
a alteração de parâmetros no sistema de proteção em resposta a mudanças no
sistema causadas por alterações de carga, chaveamentos de operação ou até mesmo
45
faltas elétricas. Isto significa que as características de abertura do relé mudam de
acordo com as condições do sistema.
Os relés eletromecânicos e estáticos apresentam um único grupo de ajuste.
Esse problema pode ser superado pelo fornecimento do relé digital com um certo
número de grupos de ajustes, onde um grupo é utilizado de cada vez. A mudança
entre grupos pode ser obtida por meio de comandos remotos do operador ou por um
sistema de lógica programável. Acabando com a necessidade de relés duplicados
para serem utilizados conforme a mudança no arranjo de entradas e saídas,
dependendo da configuração da rede. O operador terá também a opção de programar
remotamente o relé com um grupo de ajuste desejado.
O relé digital pode fornecer qualquer característica para delinear as zonas de
proteção. Uma característica do tipo quadrilateral, como mostrado no item 3.2.3 para
relés de distância, mostra ótimo desempenho para condições fixas do sistema, mas
tem seu desempenho comprometido quando a condição de operação sofre alterações.
O rele adaptativo é uma ótima solução para estes casos, por possuir a possibilidade
de alterar a sua característica de proteção, aumentando a zona primária de proteção.
46
5. Modernização da proteção
5.1. Proteções eletromecânicas e microprocessadas
Um caso genérico apresentado por MOONEY [16] será descrito a seguir, onde
é comparado um esquema contendo relés eletromecânicos e outro contendo relés
microprocessados.
Um típico esquema de distância com três zonas temporizadas consiste de
elementos de trip instantâneos, dois níveis de elementos de trip temporizados para
faltas envolvendo a fase e um elemento de trip instantâneo, e um elemento de
sobrecorrente temporizado para faltas à terra. Para esse exemplo nós devemos
admitir que a proteção de distância com zonas temporizadas utiliza elementos de
distância de fase e de sobrecorrente direcional de terra. Faltas envolvendo a fase são
detectadas usando três zonas dos relés de distância de fase. Faltas à terra são
detectadas usando um relé de sobrecorrente direcional de terra, que inclui um
elemento de sobrecorrente temporizado e um elemento de sobrecorrente instantâneo.
O esquema de proteção também inclui um religador que efetue somente uma tentativa
de religamento, para restabelecimento automático da linha após a falta ter sido
eliminada.
O esquema com relés eletromecânicos utiliza relés de distância trifásicos.
Esses relés podem cobrir todos os tipos de falta através de um elemento por zona ou
todas as três zonas através da combinação dos elementos das fases. Isso depende do
fabricante dos relés de distância. Entretanto, em qualquer caso, são necessários três
relés de distância. Um temporizador é também requerido para os elementos de
retaguarda temporizados. Tipicamente, o retardo é fornecido por temporizadores
separados, de modo que se um temporizador falha, o esquema total de distância com
zonas temporizadas não é prejudicado. Um único relé de sobrecorrente direcional de
terra será usado para a detecção de faltas a terra. Um relé de religamento com
somente uma tentativa também deverá ser requerido para o restabelecimento da linha.
Um relé de sobrecorrente não direcional será utilizado para supervisionar os relés de
distância.
O layout do painel de um esquema com relés eletromecânicos é mostrado na
Figura 30A. Observe que o esquema eletromecânico requer quase todo o espaço
contido no painel de 213,36cm por 48,26cm.
47
O esquema microprocessado consistirá de um relé multifunção que forneça as
três zonas de uma proteção de distância com zonas temporizadas, três níveis de
proteção de sobrecorrente direcional de terra instantânea ou com tempo definido, uma
função de sobrecorrente direcional de terra temporizada, e um religador que efetue
três tentativas de religamento. O esquema microprocessado também incluirá um relé
microprocessado com uma única zona, para retaguarda no caso de falha do relé de
distância principal.
A Figura 30B mostra o layout do painel para o esquema com relés
microprocessados. O espaço necessário para o esquema com relés microprocessados
é muito menor do que para o esquema com relés eletromecânicos.
Figura 30. Layout do Painel de um Esquema Típico com Relés Eletromecânicos (A) e
microprocessados (B)
Os circuitos AC e DC do esquema eletromecânico são mais complexos do que
os do esquema com relés microprocessados. A Figura 31 mostra um diagrama
esquemático AC característico, e a Figura 32 mostra um diagrama esquemático DC
característico do esquema com relés eletromecânicos. Cada relé deve ser ligado aos
outros relés para desenvolver o esquema de proteção requerido. Os custos do projeto
e da instalação podem ser elevados devido ao número de pontos de conexão e à
relativa complexidade de todo o esquema.
A B
48
Figura 31. Diagrama Esquemático AC Característico de um Relé Eletromecânico
Figura 32. Diagrama Esquemático DC Característico de um Relé Eletromecânico
49
A Figura 33 e a Figura 34 mostram os circuitos AC e DC de um esquema com
relés microprocessados. Observe que mesmo com a redundância de um relé usado
para proteção de retaguarda, o número de conexões e a complexidade são muito
pequenos. Em consequência, os custos do projeto e da instalação são
significantemente reduzidos.
Figura 33. Diagrama esquemático AC característico de um Relé Microprocessado
50
Figura 34. Diagrama esquemático DC característico de um Relé Microprocessado
Testes de instalação são usados para verificar se os relés estão ajustados
corretamente, e se o esquema está executado corretamente para a aplicação
projetada. Testes de rotina são realizados para assegurar que os relés estejam
funcionando dentro das especificações definidas.
Um esquema executado com relés eletromecânicos requer um grande número
de testes durante a instalação, para verificar se todo o esquema está funcionando
corretamente. Cada relé deve ser testado e calibrado separadamente.
Para o exemplo do esquema de distância com zonas temporizadas, pelo
menos sete relés distintos devem ser testados. O teste de cada relé requer que o
mesmo seja conectado a um equipamento de testes, vários ajustes sejam efetuados, e
então o relé é testado por uma rotina de testes pré-estabelecida. Se os resultados dos
testes no relé estiverem fora dos padrões estabelecidos, o relé tem que ser calibrado.
A rotina de calibração pode consumir muito tempo de trabalho.
Após cada relé ter sido testado, devem ser executados testes funcionais no
esquema (“trip-checked”), para assegurar que toda a fiação e os circuitos de trip
estejam corretos. Muitas vezes, verificar os circuitos de trip em um esquema
eletromecânico é uma simples questão de fechar manualmente um contato de saída.
Em consequência, a verificação dos circuitos de trip pode ser bem simples. Porém,
como são muitos os equipamentos utilizados no esquema, a verificação dos circuitos
51
de trip pode consumir muito tempo e, no caso de um projeto incorreto ou de um erro
de fiação, podem ser necessárias muitas horas de testes com o propósito de detectar
e corrigir o problema.
Um esquema com relés microprocessados é muito simples de testar e verificar.
Um relé microprocessado opera usando um programa de software. A operação das
várias funções e lógicas foi completamente verificada e testada pelo fabricante do relé.
Em muitos casos, a empresa de energia elétrica também testou o relé para verificar se
o mesmo estava de acordo com as especificações apresentadas pelo fabricante. Uma
vez que o relé foi completamente testado, o software que define as suas
características de operação foi verificado. Logo, não é preciso testar completamente
cada relé, admitindo-se que os relés são do mesmo tipo e versão de software.
Os testes de instalação de um relé microprocessado devem ser executados
para verificar se os ajustes do mesmo foram parametrizados corretamente. As séries
de testes devem ser executadas para confirmar os valores de atuação do relé (“pick
up”) nos pontos críticos. Por exemplo, o elemento de distância deve ser testado no
ângulo de máximo torque, e em ± 30 graus do mesmo. Estes pontos de teste verificam
os ajustes do elemento de distância. Elementos de sobrecorrente devem também ser
testados usando uma rotina de testes muito simples.
A verificação dos circuitos de trip (“trip-check”) usando relés microprocessados
é muito simples devido ao fato de que existe um número menor de contatos para
checar e menos fiação para verificar. Em muitos casos, um comando através do
software pode ser usado para fechar contatos de saída específicos. Usar um comando
através de software para fechar os relés de saída é mais simples do que conectar
fontes de tensão e corrente de testes no relé para executar as simulações de faltas.
Testes de rotina têm que ser executados em relés eletromecânicos para
verificar se eles estão operando dentro dos padrões especificados. Esses testes
podem ser efetuados em intervalos de um a três anos para relés de distância,
baseando-se na prática da empresa em particular. Os testes de rotina executados em
um relé eletromecânico são muito similares àqueles efetuados durante o processo de
instalação. Os relés devem ser completamente testados para verificar se todos os
componentes internos estão operando dentro das tolerâncias especificadas. Testes de
rotina também confirmam se todos os contatos e circuitos externos estão funcionando
corretamente.
52
A maioria dos relés microprocessados executa autotestes de rotina (“routine
self-checks”) para assegurar que os circuitos críticos do relé estejam funcionando
corretamente.
Os relés microprocessados executam continuamente as mesmas rotinas do
software. Logo, se o relé está funcionando corretamente, os algoritmos do relé irão
operar corretamente. A manutenção de rotina num relé microprocessado consiste em
verificar se as entradas, as saídas, e o sistema de aquisição de dados estão
funcionando corretamente. Se o relé estiver medindo corretamente as correntes e
tensões analógicas, e se os resultados dos autotestes mostram que o relé está bom, o
relé funcionará corretamente. As únicas outras verificações necessárias são as de
verificar se os contatos de saída e os contatos de entradas lógicas estão operando
corretamente.
Admitindo-se que o relé microprocessado contenha autotestes suficientes e
que um sistema comum de aquisição de dados seja usado para a proteção assim
como para a medição, a manutenção de rotina pode ser significantemente reduzida.
Muitas empresas têm prolongado o ciclo de manutenção de rotina de relés
microprocessados, de uma e uma e meia para três vezes o ciclo usado nos relés
eletromecânicos.
5.2. Comparando relés eletromecânicos e microprocessados.
O relé eletromecânico tem sido sucessivamente substituído por relés digitais, e
cada mudança traz reduções em tamanho e melhorias em funcionalidades. Ao mesmo
tempo, foram mantidos, ou melhorados, os níveis de confiabilidade e houve um
aumento significativo da disponibilidade, devido à aplicação de técnicas não
disponíveis nos relés convencionais.
Elevado número de relés eletromecânicos e estáticos ainda estão em serviço
de forma segura, porém a redução contínua no custo dos microprocessadores e dos
componentes digitais (memória, entradas e saídas etc.) leva continuamente a uma
maior utilização de IEDs, como por exemplo, os modernos reles digitais que integram
em um único equipamento uma variedade de funções. O desempenho computacional
é garantido pelo uso de múltiplos processadores, permitindo que um grande número
de funções, que anteriormente eram implementadas em equipamentos de hardware
distintos, possam ser executadas por um único equipamento.
O relé digital pode implementar diversas funcionalidades, que antes
necessitavam de vários relés eletromecânicos. Dessa forma, as funções de proteção
53
(sobrecorrente, falta a terra etc.) são agora definidas como “elementos de relé”. Assim,
um único relé pode implementar diversas funções usando diversos “elementos de
relé”. Cada elemento de relé, por sua vez, é composto por uma ou mais rotinas de
software.
Os argumentos contrários à centralização de várias funções em um único
equipamento de hardware são a confiabilidade e disponibilidade. Uma falha de um relé
digital pode causar uma perda maior de funções quando comparadas com aplicações
em que diferentes funções são implementadas por diferentes relés. A comparação de
confiabilidade e disponibilidade entre os dois métodos é complexa, uma vez que a
interdependência de elementos em uma aplicação em que são utilizados relés
separados deve ser considerada. Com a experiência obtida com o uso de relés
digitais, a maior parte das falhas de hardware são hoje conhecidas e precauções são
tomadas ainda na fase do projeto do relé com o objetivo de contorná-las. Problemas
de software são minimizados pelo uso rigoroso de técnicas de projeto de software, por
testes no protótipo e pela capacidade de atualização do software na memória.
Experiências práticas demonstram que os relés digitais são tão confiáveis e
têm disponibilidade tão boa quanto os relés de tecnologias anteriores. Por esse
motivo, muitos sistemas de proteção e controle estão sendo modernizados através de
projetos de retrofit. A seguir serão apresentados dois casos reais de projetos com essa
abordagem.
5.3. Caso 1 Metrô Rio
Um projeto de modernização de proteção foi desenvolvido junto com a
empresa Metrô Rio com o objetivo de substituir reles estáticos por relés digitais. O
escopo do projeto incluía o fornecimento de todo o material, execução de montagem
elétrica, testes e comissionamento, para substituição dos relés listados a seguir:
Subestação Auxiliar de Botafogo:
Proteção diferencial de cabos F.087
Proteção sobrecorrente de fase F.050/051
Subestação Auxiliar do Flamengo:
Proteção diferencial de cabos F.087
Proteção sobrecorrente de fase F.050/051
Subestação Auxiliar do Largo do Machado:
54
Proteção diferencial de cabos F.087
Proteção sobrecorrente de fase F.050/51
O relé 87 é utilizado para proteção diferencial de cabos subterrâneos enquanto
o relé 50/51 é utilizado para proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada.
A Figura 35 ilustra os relés estáticos que foram substituídos com a conclusão do
projeto.
Figura 35. Relés estáticos da subestação Botafogo
Algumas especificações referentes ao projeto executivo estão listadas a seguir:
Planejamento dos serviços visando o aproveitamento do painel e das
interligações existentes, com a finalidade de possibilitar a substituição dos
equipamentos sem prejudicar a operação comercial do METRÔ.
Execução em auto-CAD de novo projeto executivo para os painéis de proteção
com as alterações necessárias à instalação dos relés digitais.
O desenvolvimento do projeto em auto-CAD também é uma característica dos
projetos retrofit atuais que apresenta vantagens em relação aos desenhos em papel
utilizados anteriormente. A digitalização dos desenhos possibilita alterações em
qualquer parte do desenho esquemático para futuras instalações sem prejudicar o
55
desenho atual. Os desenhos em papel por sua vez tornavam as atualizações mais
complicadas uma vez que as alterações eram realizadas no mesmo documento, que
ficavam sujos e desgastados devido ao intenso manuseio. Outro fato negativo dos
desenhos em papel era o armazenamento e organização que nem sempre eram feitos
de maneira correta gerando dificuldades para encontrar o desenho desejado e possível
perda de informação.
Devido ao menor espaço ocupado pelos reles digitais, foi possível aproveitar a
mesma estrutura de painéis existentes.
Algumas especificações referentes ao fornecimento dos equipamentos
definidas pela empresa contratante do projeto estão listadas a seguir:
Entradas de corrente de 5A;
Registro de eventos e distúrbios (faltas);
Registro de Oscilografia;
Portas de comunicação:
Traseira RS485;
Frontal RS232, desejável USB para ajustes locais;
Protocolos de comunicação:
Auto-monitoramento de falhas do relé (Watchdog);
Painel frontal - IP52;
Modelo: P122 – Relé de proteção digital funções 50/51, 50/51N;
Modelo: P521 – Relé de proteção digital função 87.
Como pode ser observado, esses relés apresentam diversas características
unidas em um único dispositivo, merecendo destaque a presença de registador de
eventos e oscilografia, portas de comunicação, auto monitoramento.
A Figura 36 apresenta a imagem da montagem com os relés digitais, e seus
respectivos blocos de testes esperados pelo projeto.
56
Figura 36. Relés digitais e seus blocos de testes na subestação Botafogo
A Figura 37 mostra o sistema de proteção diferencial de cabos subterrâneos
(de 22kV). Este esquema é semelhante ao apresentado na Figura 23. Devido à grande
extensão do cabo subterrâneo a ser protegido, era inviável utilizar apenas um relé de
proteção, pois o mesmo teria que receber informações das duas extremidades. Para
contornar esta restrição, foram utilizados dois relés diferenciais, um em cada ponta do
cabo subterrâneo a ser protegido. A comunicação entre eles, por sua vez, é feita
através de fios pilotos que seguem de uma subestação a outra juntamente com os
cabos subterrâneos de 22kV.
57
Figura 37. Proteção diferencial de cabos subterrâneos
58
Os relés estáticos do projeto anterior não possuíam portas de comunicação,
por isso necessitando de um equipamento de teleproteção para envio de sinal entre as
pontas das subestações de Botafogo e Flamengo. O esquema antigo pode ser visto na
Figura 38.
Figura 38. Proteção diferencial antiga de cabos subterrâneos
59
5.4. Caso 2 COPEL
Como segundo exemplo de modernização de sistemas de proteção, será
apresentado um projeto de integração de controle e supervisão com o sistema de
proteção em um único dispositivo realizado junto à COPEL. Para tal foi desenvolvido
um projeto de retrofit em varias subestações com o objetivo de substituir esquemas de
proteção, controle e supervisão de linhas, transformadores, reatores e barramentos.
O sistema de proteção antigo utilizava relés eletromecânicos e estáticos, em
que o controle era feito através de dispositivos desenvolvidos pela própria COPEL. Já
o processo de supervisão era realizado por meio de mímicos e anunciadores. Com a
modernização, os sistemas de proteção, controle e supervisão ficaram reunidos em
um único equipamento, como mostrado no esquema da Figura 39.
Figura 39. Integração dos painéis na COPEL
60
A utilização de um relé digital para controle é uma tendência, porém ainda é
pouco usual, o que torna o caso COPEL interessante de ser analisado. Como
exemplo, podemos analisar um Transformador de 230kV/138kV da subestação de
Ibiporã. O sistema de controle era realizado através de unidades remotas
desenvolvidas pela COPEL, como visto na Figura 40.
Figura 40. Remotas proprietárias COPEL (Conrole)
61
O sistema de controle manual e supervisório era feito através de mímicos e
anunciadores conforme pode ser visto na Figura 41.
Figura 41. Detalhe do anunciador
Os sistemas de anunciador e mímico representam toda a subestação. Com a
modernização, esses sistemas estão sendo substituídos por sistemas SCADA, onde o
operador irá utilizar apenas uma tela de computador para observar os estados do
sistema e o mouse para dar comandos remotos. A substituição desses sistemas
representa uma grande economia em espaço para salas de operação. Nas Figura 42 e
Figura 43 podemos ver a imagem do mímico completo e sua traseira. Após a
modernização de toda a subestação, esse equipamento deverá ser retirado da sala de
operação.
62
Figura 42. Parte frontal do mimico
Figura 43. Traseira do mimico
63
O sistema de proteção utilizava relés eletromecânicos e cada um dos relés
realizava uma função diferente. Por exemplo, quatro relés eram usados apenas para a
função de sobrecorrente, três para as fases ABC e um para o neutro. A função
diferencia 87 também necessitava de um relé por fase. Na Figura 44 é possível
observar como esses relés, entre outros, ficavam alocados no painel de proteção
principal.
Figura 44. Painel de proteção principal
O novo sistema substituiu todos os equipamentos de proteção, controle e
supervisão por apenas um relé digital de proteção e um monitor para o sistema de
64
supervisão. A Figura 45 mostra o novo painel, onde podemos perceber a economia de
espaço gerada.
Figura 45. Painel novo
Uma particularidade desse projeto é que as medições de correntes, tensões e
frequência ficaram restritas ao supervisório ou ao display do relé digital e não na porta
do painel.
Uma dificuldade encontrada durante a instalação foi a falta de pontos de
entrada e saída digitais para realizar todas as funções de proteção e controle. Este é o
principal problema encontrado na utilização de relés digitais para realizar a função de
controle. Este problema foi contornado, utilizando-se um módulo auxiliar de aquisição
de dados, conforme visto na Figura 46.
65
Figura 46. Modulo auxiliar de aquisição de dados
A utilização de um módulo de aquisição de dados é melhor que a utilização de
relés auxiliares para realizarem as lógicas de comandos e intertravamentos de
disjuntores e seccionadoras. A utilização de relés auxiliares pode ser tão extensa a
ponto de necessitar de um painel exclusivo para esta função. Em termos de desenhos
66
esquemáticos, as utilizações de lógicas programáveis facilitam o entendimento dos
esquemas de intertravamento. A partir da Figura 47 podemos observar um funcional
de transformador da subestação de Londrina utilizando relés auxiliares e que foi
substituído por um esquema utilizando um relé digital no qual essas lógicas são
internas como mostra a Figura 48.
Figura 47. Funcional utilizando relés auxiliares
67
Figura 48. Funcional utilizando relé digital
Os relés digitais necessitam de menor espaço para implantação, e incorporam
várias funcionalidades em um único dispositivo, além de simplificar o projeto. Por isso,
o uso de relés digitais tem se tornado comum e empresas como a COPEL têm
investido nesses equipamentos.
68
6. Conclusões e Trabalhos Futuros
6.1. Conclusão
Os relés digitas modernos ou microprocessados proporcionam inúmeras
vantagens sobre os relés convencionais. Algumas delas são: custo reduzido durante a
fase de instalação, menor espaço ocupado no painel, múltiplas funcionalidades em um
único dispositivo, menor custo de manutenção, flexibilidade na aplicação, possibilidade
de múltiplos ajustes no relé.
Com a utilização dos relés digitais, o esquema total do sistema de proteção
ocupa menos espaço no painel uma vez que o número de componentes é muito
reduzido. O projeto e a fiação também são mais simples e a implementação é menos
custosa.
O fornecimento de múltiplas funcionalidades para relés digitais pode evitar a
necessidade de outros sistemas de medição e controle na subestação. É uma
tendência dos sistemas de proteção modernos a união nos relés digitais de
funcionalidades que no passado eram providas por equipamentos separados. O relé
de proteção não mais executa uma função de proteção básica, mas está se tornando
uma parte, integral e maior, de um esquema de automação de subestação.
Com a implantação dos sistemas modernos de proteção, os testes de
instalação de manutenção são reduzidos em grande escala. Isso se dá em função dos
relés digitais também oferecem muitas características de auto teste e executarem
continuamente rotinas do software para verificar seu correto funcionamento,
prolongando, dessa forma, o ciclo de manutenção.
Além disso, os relés digitais podem ser usados em todas as aplicações de relés
eletromecânicos. Eles também tornam acessíveis novas aplicações, filosofias de
proteção e possibilidades de expansão do sistema. Adicionalmente tornaram possível
a implantação de esquemas de proteção mais flexíveis, capazes de obter mais
informações para aumentando do entendimento do sistema de potência, melhorando
assim a confiabilidade do sistema de proteção.
Uma das principais vantagens relacionadas à modernização dos relés é a
flexibilidade inerente à tecnologia digital e a possibilidade de produzir características
adaptativas e múltiplos ajustes ao sistema.
69
Dessa forma, é possível observar que a escolha de um relé digital em relação a
outro tipo de equipamento é coerente diante dos benefícios apresentados e levando
em consideração que o relé digital é o principal equipamento nos sistemas de
proteção. É possível ainda a implementação de um projeto de proteção, controle e
supervisão de subestação que utilize relés digitais como o único equipamento.
Os avanços contínuos na tecnologia em relação ao aumento da capacidade
dos microprocessadores e seu barateamento parecem apontar para o aprimoramento
da tecnologia e consequentemente do desempenho dos relés digitais. Adicionalmente,
a contínua pressão nos operadores para redução de custos é mais um indício de que
a tendência de modernização dos sistemas de proteção permanecerá.
6.2. Trabalhos Futuros
Esse trabalho abordou a proteção de sistemas elétricos de potencia de forma
generalizada, mostrando, de forma suscinta, o funcionamento de um sistema de
proteção, a evolução dos relés, o funcionamento dos esquemas modernos de
comunicação e algumas tendências no ramo de proteção de sistemas.
Quaisquer um destes assuntos podem ser tratados de forma especifica, em
especial os assuntos relacionados às novas tecnologias e tendências, uma vez que
esse tema ainda é recente como campo de pesquisa e está em fase de
desenvolvimento e pesquisa.
70
7. Referências Bibliográficas
[1] KINDERMANN, G., Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. 1 ed.
Florianópolis-SC, Brasil, 1999.
[2] VINICIUS, C.D. OLESKOVICZ, M., GIOVANINI, R., Proteção Digital de
Sistemas Elétricos de Potência: dos relés eletromecânicos aos
microprocessados inteligentes. 1 ed. São Carlos -SP, Brasil, 2011.
[3] CAMINHA, Amadeu C., Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos.
Edgard Blücher Ltda, 1977.
[4] RUSH, P., Proteção e Automação de Redes Conceito e Aplicação, 1 ed
São Paulo – SP – Brasil, 2011.
[5] VITORINO, A.A.L., Ajuste e Coordenação de Relés de Sobrecorrente.
UFRJ, 2008
[6] REASON Tecnologia, http://www.reason.com.br/ 2013
[7] SEL, Soluções Eficazes para Proteção de Linhas de Transmissão
http://www.selinc.com/ 2013
[8] BAPTISTA M.N.F. Automação Digital de Subestações de Energia
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[9] BENMOUYAL, G, “MEDIÇÃO FASORIAL SINCRONIZADA DOS RELÉS
DE PROTEÇÃO PARA CONTROLE, PROTEÇÃO E ANÁLISE DE SISTEMAS
ELÉTRICOS DE POTÊNCIA”, 29th ANNUAL WESTERN PROTECTIVE RELAY
CONFERENCE SPOKANE, WASHINGTON 22-24 DE OUTUBRO, 2002
[10] RIBEIRO, C.A.S., Sistema de Medição Fasorial Sincronizada, UFMG
Belo Horizonte ,2008
[11] Regina C.K., PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS:
UMAABORDAGEM TÉCNICO-PEDAGÓGICA UFMG, Belo Horizonte ,2007
[12] ONOFRE F.G., Ensaios da Função de Distância do Relé Digital de
Proteção SEL 311-C com Caixa de Teste Omicron CMC 256-6 UFRJ, Rio de
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[13] LACERDA S.L.M., CARNEIRO G.H.R., DISPOSITIVOS
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DANDO CERTO
71
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americano do CIGRÉ – Foz do Iguaçu-PR, Maio 2007.
[15] SANTOS, L.F.; PEREIRA, M. Uma Abordagem Prática do IEC 61850 para
Automação, Proteção e Controlede de Subestações, Anais do VII SIMPASE - Sétimo
Simpósio de Automação de Sistemas Elétricos –Salvador-BA, Agosto 2007.
[16] JOE MOONEY, Aplicações de Relés Microprocessados em Linhas
de Transmissão, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.Pullman, WA USA
72
Tabela ANSI
N° Denominação
1 Elemento Principal
2 função de partida/ fechamento temporizado
3 função de verificação ou interbloqueio
4 contator principal
5 dispositivo de interrupção
6 disjuntor de partida
7 disjuntor de anodo
8 dispositivo de desconexão da energia de controle
9 dispositivo de reversão
10 chave de sequência das unidades
11 reservada para futura aplicação
12 dispositivo de sobrevelocidade
13 dispositivo de rotação síncrona
14 dispositivo de subvelocidade
15
dispositivo de ajuste ou comparação de
velocidade ou frequência
16 reservado para futura aplicação
17 chave de derivação ou descarga
18 dispositivo de aceleração ou desaceleração
19 contator de transição partida-marcha
20 válvula operada eletricamente
21 relé de distância
22 disjuntor equalizador
23 dispositivo de controle de temperatura
73
24 Relé de sobreexcitação ou Volts por Hertz
25
relé de verificação de Sincronismo ou
Sincronização
26 dispositivo térmico do equipamento
27 relé de subtensão
28 reservado para futura aplicação
29 contator de isolamento
30 relé anunciador
31 dispositivo de excitação
32 relé direcional de potência
33 chave de posicionamento
34 chave de sequência operada por motor
35
dispositivo para operação das escovas ou curto-
circuitar anéis coletores
36 dispositivo de polaridade
37 relé de subcorrente ou subpotência
38 dispositivo de proteção de mancal
39 reservado para futura aplicação
40 relé de perda de excitação
41 disjuntor ou chave de campo
42 disjuntor/ chave de operação normal
43 dispositivo de transferência manual
44 relé de sequência de partida
45 reservado para futura aplicação
46 relé de desbalanceamento de corrente de fase
47 relé de sequência de fase de tensão
74
48 relé de sequência incompleta/ partida longa
49 relé térmico
50 relé de sobrecorrente instantâneo
51 relé de sobrecorrente temporizado
52 disjuntor de corrente alternada
53 relé para excitatriz ou gerador CC
54 disjuntor para corrente contínua, alta velocidade
55 relé de fator de potência
56 relé de aplicação de campo
57 dispositivo de aterramento ou curto-circuito
58 relé de falha de retificação
59 relé de sobretensão
60 relé de balanço de tensão/ queima de fusíveis
61 relé de balanço de corrente
62 relé temporizador
63 relé de pressão de gás (Buchholz)
64 relé de proteção de terra
65 regulador
66 relé de supervisão do número de partidas
67 relé direcional de sobrecorrente
68 relé de bloqueio por oscilação de potência
69 dispositivo de controle permissivo
70 reostato eletricamente operado
71 dispositivo de detecção de nível
72 disjuntor de corrente contínua
73 contator de resistência de carga
75
74 função de alarme
75 mecanismo de mudança de posição
76 relé de sobrecorrente CC
77 transmissor de impulsos
78
relé de medição de ângulo de fase/ proteção
contra falta de sincronismo
79 relé de religamento
80 reservado para futura aplicação
81 relé de sub/ sobrefrequência
82 relé de religamento CC
83 relé de seleção/ transferência automática
84 mecanismo de operação
85 relé receptor de sinal de telecomunicação
86 relé auxiliar de bloqueio
87 relé de proteção diferencial
88 motor auxiliar ou motor gerador
89 chave seccionadora
90 dispositivo de regulação
91 relé direcional de tensão
92 relé direcional de tensão e potência
93 contator de variação de campo
94 relé de desligamento
95 à
99 usado para aplicações específicas
76
COMPLEMENTAÇÃO DA TABELA ANSI:
50 N - sobrecorrente instantâneo de neutro
51N - sobrecorrente temporizado de neutro (tempo definido ou curvas inversas)
50G - sobrecorrente instantâneo de terra (comumente chamado 50GS)
51G - sobrecorrente temporizado de terra (comumente chamado 51GS e com
tempo definido ou curvas inversas)
50BF - relé de proteção contra falha de disjuntor (também chamado de 50/62
BF)
51Q - relé de sobrecorrente temporizado de sequência negativa com tempo
definido ou curvas inversas
51V - relé de sobrecorrente com restrição de tensão
51C - relé de sobrecorrente com controle de torque
59Q - relé de sobretensão de sequência negativa
59N - relé de sobretensão residual ou sobretensão de neutro (também
chamado de 64G)
64 - relé de proteção de terra pode ser por corrente ou por tensão. Os
diagramas unifilares devem indicar se este elemento é alimentado por TC ou por TP,
para que se possa definir corretamente.
Se for alimentado por TC, também pode ser utilizado como uma unidade 51 ou
61.
Se for alimentado por TP, pode-se utilizar uma unidade 59N ou 64G.
A função 64 também pode ser encontrada como proteção de carcaça, massa-
cuba ou tanque, sendo aplicada em transformadores de força até 5 MVA.
67 N - relé de sobrecorrente direcional de neutro (instantâneo ou temporizado)
77
67 G - relé de sobrecorrente direcional de terra (instantâneo ou temporizado)
67Q - relé de sobrecorrente direcional de sequência negativa
Proteção Diferencial - ANSI 87:
O relé diferencial 87 pode ser de diversas maneiras:
87 T - diferencial de transformador (pode ter 2 ou 3 enrolamentos)
87G - diferencial de geradores;
87GT - proteção diferencial do grupo gerador-transformador
87 B - diferencial de barras. Pode ser de alta, média ou baixa impedância.
Pode-se encontrar em circuitos industriais elementos de sobrecorrente ligados
num esquema diferencial, onde os TC´s de fases são somados e ligados ao relé de
sobrecorrente.
Também encontra-se um esquema de seletividade lógica para realizar a função
diferencial de barras.
87M - diferencial de motores - Neste caso pode ser do tipo percentual ou do
tipo autobalanceado.
O percentual utiliza um circuito diferencial através de 3 TC´s de fases e 3 TC´s
no neutro do motor.
O tipo autobalanceado utiliza um jogo de 3 TC´s nos terminais do motor,
conectados de forma à obter a somatória das correntes de cada fase e neutro. Na
realidade, trata-se de um elemento de sobrecorrente, onde o esquema é diferencial e
não o relé.